NO20131259A1 - Fremgangsmåte og system for fjerning av svovel fra svovelholdige gasstrømmer - Google Patents
Fremgangsmåte og system for fjerning av svovel fra svovelholdige gasstrømmer Download PDFInfo
- Publication number
- NO20131259A1 NO20131259A1 NO20131259A NO20131259A NO20131259A1 NO 20131259 A1 NO20131259 A1 NO 20131259A1 NO 20131259 A NO20131259 A NO 20131259A NO 20131259 A NO20131259 A NO 20131259A NO 20131259 A1 NO20131259 A1 NO 20131259A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- stage
- reactor vessel
- gas
- product gas
- solvent
- Prior art date
Links
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 43
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 97
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 32
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims description 10
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 10
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims description 8
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 7
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 6
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 6
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 claims description 5
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 claims description 5
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 claims description 4
- 239000002006 petroleum coke Substances 0.000 claims description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 3
- 230000000153 supplemental effect Effects 0.000 claims 2
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 52
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 50
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 50
- 239000000047 product Substances 0.000 description 16
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 9
- SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxyethoxy)ethanol Chemical compound COCCOCCO SBASXUCJHJRPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 7
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000005864 Sulphur Substances 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 2
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 2
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 1,2,3-triazine Chemical compound C1=CN=NN=C1 JYEUMXHLPRZUAT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGDAWAQEKLURQI-UHFFFAOYSA-N 2-(2-hydroxyethoxy)ethanol;hydrate Chemical compound O.OCCOCCO UGDAWAQEKLURQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MVQVNTPHUGQQHK-UHFFFAOYSA-N 3-pyridinemethanol Chemical compound OCC1=CC=CN=C1 MVQVNTPHUGQQHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N Fe2+ Chemical compound [Fe+2] CWYNVVGOOAEACU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 H2S Chemical class 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002090 carbon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 239000010791 domestic waste Substances 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002815 homogeneous catalyst Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 238000002407 reforming Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
- C01B3/52—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with liquids; Regeneration of used liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B17/00—Sulfur; Compounds thereof
- C01B17/02—Preparation of sulfur; Purification
- C01B17/04—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides
- C01B17/05—Preparation of sulfur; Purification from gaseous sulfur compounds including gaseous sulfides by wet processes
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B3/00—Hydrogen; Gaseous mixtures containing hydrogen; Separation of hydrogen from mixtures containing it; Purification of hydrogen
- C01B3/50—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification
- C01B3/56—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids
- C01B3/58—Separation of hydrogen or hydrogen containing gases from gaseous mixtures, e.g. purification by contacting with solids; Regeneration of used solids including a catalytic reaction
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2251/00—Reactants
- B01D2251/50—Inorganic acids
- B01D2251/508—Sulfur dioxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/16—Hydrogen
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
- B01D2256/20—Carbon monoxide
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/34—Chemical or biological purification of waste gases
- B01D53/46—Removing components of defined structure
- B01D53/48—Sulfur compounds
- B01D53/52—Hydrogen sulfide
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0415—Purification by absorption in liquids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0435—Catalytic purification
- C01B2203/045—Purification by catalytic desulfurisation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01B—NON-METALLIC ELEMENTS; COMPOUNDS THEREOF; METALLOIDS OR COMPOUNDS THEREOF NOT COVERED BY SUBCLASS C01C
- C01B2203/00—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas
- C01B2203/04—Integrated processes for the production of hydrogen or synthesis gas containing a purification step for the hydrogen or the synthesis gas
- C01B2203/0465—Composition of the impurity
- C01B2203/0485—Composition of the impurity the impurity being a sulfur compound
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Industrial Gases (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Treating Waste Gases (AREA)
Abstract
Det er beskrevet en flertrinns UCSRP prosess og system for fjerning av svovel fra en gasstrøm hvor gasstrømmen, som inneholder en første mengde H2S, blir tilført til en første trinns UCSRP reaktorbeholder som opererer ved en overskudds- SO2 modus ved en første mengde SO2, og danner en avgass med en redusert mengde SO2, og hvilken avgass føres til en andre trinns UCSRP reaktorbeholder som opererer ved en overskudds-H2S modus og som danner en produktgass med en H2S mengde som er lavere en den første mengden H2S.
Description
FREMGANGSMÅTE OG SYSTEM FOR FJERNING AV SVOVEL FRA
SVOVELHOLDIGE GASSTRØMMER
Oppfinnelsens område
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og system for å redusere svovelinnholdet til svovelholdige gasstrømmer. I henhold til et aspekt, vedrører foreliggende oppfinnelse behandling av gasstrømmer dannet ved gassifiserings- og forbrenningsprosesser. I henhold til et aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse bruk av den grunnleggende UCSRP prosessen for fjerning av svovel fra gasstrømmer. I et aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse behandling av svovelholdige gasstrømmer for å erholde ultra lave svovelnivåer i disse.
Beskrivelse av teknikkens stand
Vanlig teknologi for fjerning av H2S fra naturgass og hydrokarbon prosessgasstrømmer er å føre prosessgasstrømmen i en passende masseoverføringskontaktanordning, vanligvis en beholder forsynt med pakking eller kontakttrau, foreksempel ventiltrau, med et kjemisk løsningsmiddel, så som en aminløsning ved en spesifisert styrke av aminet i vann, vanligvis 50 masse-% eller mindre amin, men avhengig av det spesifikke aminet som benyttes eller et spesifikt løsningsmiddel. Slike aminer absorberer syre gasser, CO2og H2S og lignende sure komponenter, selv om det to første er syrekomponentene so vanligvis finnes i betydelige konsentrasjoner, og danner en kjemisk bundet løsning som betegnes som et rikt eller ladet amin. De rike eller ladede aminet blir sendt til "stripping" eller regenerering, enkelte ganger ved tilførsel av varme ved direkte injeksjon av damp inn i en andre, separat aminkontaktor som ofte blir betegnet som regenerator, stripper, eller koker, men også ved indirekte oppvarming av den anrikede løsningen i kokeren plassert ved bunnen av stripperen. Inertgasser eller gasser som ikke inneholder sure komponenter, så som nitrogen, kan også tilsettes til slike strippere for å fremme dissosiasjonen av de kjemisk bundede sure komponentene eller tillate at reaksjonen skjer ved lavere temperaturer. Det kan også påføres vakuum. Etter tilstrekkelig eksponering til dampstrømmen i stripperen, blir den nå magre løsningen avkjølt, vanligvis ved kryssveksling med føden til stripperen, for derved å minimalisere varmebehovet i hele systemet. Det magre aminet blir deretter returnert til absorberen.
Avgassene fra stripperen blir sendt til en svovelgjenvinningsenhet, oftest et Claus-anlegg, hvor noe av gassen blir brent med luft for å danne et tilnærmet 2:1 H2S/SO2forhold i gassen ved en temperatur over 1370 °C (2500 °F) og som resulterer i reaksjonen
som skjer i gassfasen. Gassen blir deretter avkjølt, hvilket resulterer i separasjon av op til ca. 70 % av svovelet i føden som flytende elementært svovel i væskefasen. Gassen blir oppvarmet igjen og ført over en katalysator ved omtrent 315 °C (600 °F), hvilket resulterer i dannelse av ytterligere elementært svovel. Gassen blir deretter avkjølt igjen, hvilket resulterer i ytterligere gjenvinning av elementært svovel. Dette blir gjentatt i totalt 2 til 4 slike katalytiske Claus-reaktorer inntil ca. 97% av svovelet har blitt gjenvunnet. Ytterligere fjerning er begrenset av likevekten og dersom ytterligere svovel må fjernes, må alle de svovelholdige forbindelsene omdannes til H2S over en katalysator. Det dannede H2S blir deretter separert fra gassen med en andre absorber/stripper og resirkulert til Claus-prosessen. På denne måten kan mer enn 99 % av svovelet fjernes.
Trinnene etter Claus-reaktorene og kondensatorene blir betegnet som avgassbehandlingsprosesser og restgass behandlingsprosesser. Det finnes forskjellige forbedreinger av disse prosessene for om nødvendig å oppnå enda høyere gjenvinning. For mindre mengder svovel i fødegassen, ca 20 tonn eller mindre, kan flytende redoks-prosesser så som LO-CAT eller STRETFORD® eller CRYSTASULF® prosessene i stedet benyttes på en mer økonomisk måte. For enda mindre mengder i størrelsesorden 45 kg/dag (100 Ibs/dag) eller mindre, kan absorberende sjikt med jernholdige materialer eller kaustisk impregnert karbon eller sinkoksyd, eller væskefylte sjikt av triazin "kompleksdannere" eller andre kjemikalier eller kaustikk brukes ved lavere systemkostnader enn de flytende redoks-type prosessene.
Tilsvarende, basert på Hysys-simuleringsdata ved bruk av DGM som løsningsmiddel for å fjerne H2S fra den spesifiserte gassen (vist i tabell 1), vil produktgassen inneholde ca. 60 ppm S02dersom reaktoren ble operert ved ca. 51,71 bara (ca.750 psia) og en temperatur på ca. 132 °C (ca. 270 °F) i en S02overskuddsmodus med ca. 2 % iverskudd av S02(basert på det totale innløpsstøkiometriske SO2kravet) i utløpsgassen. Dersom SCVnivåene skulle reduseres til under 5-10 ppmv for spesifikke nedstrøms prosesseringsapplikasjoner, ville det igjen være nødvendig å tilføre ytterligere absorber/stripper-operasjoner ved bruk av DGM eller DEG løsningsmidler for ytterligere å redusere S02-nivåene til under 5-10 ppmv,
og å tilføre ekstra enheter som bruker spesifikke absorbenter, så som en oppslemming av en alkalisk sorbent (for eksempel kalk eller kalksten) eller tørr natriumkarbonat, eller en vandig løsning av natrium hydroksid som typisk blir brukt kommersielt for å behandle produktgassen for ytterligere reduksjon av S02-nivåene til under 50 ppbv. For kommersielle storskala applikasjoner for
gasstrømmer inneholdende relativt høye nivåer av CO2, vil nettokostnadene for bruk av slike absorbenter (som vil reagere med SO2så vel som med CO2) være relativt meget høye for å erholde en SOrspesifikasjon på 50 ppbv eller mindre.
UCSRP (University of California Sulfur Recovery Process) konseptet for fjerning av svovel fra naturgass og forskjellige gasstrømmer er beskrevet i US patent nr. 7.381.393.1 UCSRP blir hydrogensulfid (H2S) omsatt med svoveldioksid (SO2) for å danne svovel i nærvær av en organisk væske eller løsningsmiddel, fortrinnsvis ved temperaturer over smeltepunktet til svovelet i henhold til reaksjon (1). Typiske løsningsmidler som kan benyttes for å fremme denne reaksjonen innbefatter dietylen glykol metyl eter (DGM) eller dietylen glykol (DEG) med en homogen katalysator så som 3-pyridyl metanol, samlet betegnet som "løsningsmiddelet". Ettersom deler av H2S og SO2føden oppløses i løsningsmiddelet, vil de reagere og danne svovel som er i det vesentligste uløselig i løsningsmiddelet. Det flytende svovelproduktet kan derved separeres fra løsningsmiddel/gass-blandingen ved reaktorutløpene. US patent nr.
7.381.393 beskriver videre et system som kan opereres i moduser-overskudds- H2S-modus eller overskudds-S02modus. I overskudds H2S-modus er H2S tilstede i støkiometrisk overskudd (ca. 5-20 % overskudd i forhold til SO2) resulterende i en produktgass som inneholder noe H2S. Tilsvarende, i overskuuds-S02-modus er SO2tilstede i støkiometrisk overskudd hvilket resulterer i en produktgass inneholdende noe S02-rest avhengig av graden av overskudd av SO2som brukes og den totale reaksjonskinetikken. I overskudds-H2S modus er resirkulasjonsraten av løsningsmiddelt for absorber/reaktoren relativt mye høyere enn i overskudds-SO-2 modus på grunn av at løseligheten til H2S i løsningsmidler av DGM-typen er betydelig lavere enn den til SO2.
Hovedproblemet med operasjon av UCSRP i overskudds-S02modus for alle reaktortrinnene, spesielt for H2S-holdige gasstrømmer som inneholder relativt høye nivåer av CO2, er nedstrøms fjerning av rest-S02til ultralave nivåer, her definert som mindre enn ca. 50 ppbv, som er påkrevet for foreskjellige prosesser for fremstilling av nøkkekjemikaler og væske/gass-drivstoffer og andre prosesser som krever ultralave nivåer av SO2i den rensende gassen.
Et eksempel på operasjonen av en htøS-rik UCSRP-type absorber/reaktor kolonne er basert på Hysys® simuleringsdata ved bruk av DGM som løsningsmiddel for å fjerne H2S fra en spesifisert fødegassammensetning (inneholdende ca. 620 ppmv H2S) vist i tabell 1. Produktgassen ved utløpet av en UCSRP-type absorber/reaktor ville inneholde ca. 120 ppmv H2S dersom reaktoren ble operert (ved ca. 51,71 bara (750 psia) og 132 °C (270 °F)) i en overskudds-H2S modus med ca. 2 % overskudd av H2S (basert på totalt tilført H2S). Dersom det er påkrevet med et nivå av H2S under 50 ppbv for en spesiell nedstrøms prosesseringsapplikasjon (for eksempel omdannelse av kull-avledet syntesegass til kjemikaler eller flytende drivstoff), ville det være nødvendig å enten bruke ytterligere UCSRP absorbere/reaktorer som operer i overskudds-H2S modus eller en annen svovelfjerningsteknologi (for eksempel CRYSTASULF-prosessen) for å redusere H2S nivået ytterligere til ca. 5-10ppmv, hvilke begge muligheter gir betydelige økte kapital og driftskostnader for prosessen, fulgt av bruk av et guard-sjikt (for eksempel ZnO-basert) for å redusere H2S-nivået fra 5-10 ppmv til under 50 ppbv. For typiske storskala kommersielle operasjoner, så som prosesseringen av kull-avledet syntesegass for fremstilling av rene væskedrivstoff, ville driftskostnadene for guard-sjikt absorbenten være ganske uoverkommelige dersom H2S nivået etter det andre prosesseringstrinnet (for eksempel bruk av CRYSTASULF-prosessen) er høyere enn tideler av ppmv.
I en typisk kombinert gassifiseringssyklus (IGCC) prosess blir et lavverdi brennstoff så som kull, petroleumskoks, biomasse eller husholdningsavfall omdannet til høy-hydrogen syntesegass (syngass) ved gassifisering. Syngassen blir deretter brukt som det primære brennstoffet for en gassturbin. Syngassen fra gassifiseringsprosessen inneholder imidlertid en rekke urenheter, innbefattende svovelholdige forbindelser så som H2S, som må fjernes før syngassen kan brennes i gassturbinen. En eksisterende tilnærmelse er å bruke SELEXOL® eller en lignende fysisk løsningsmiddelprosess i en selektiv to-kolonne konfigurasjon for å fjerne H2S as en fortynnet strøm i ko-absorbert CO2, betegnet som en sur gass. Denne fortynningen (i H2S) sure gasstrømmen har en lav H2S konsentrasjon for de fleste gassifiseringsfødene på grunn av SELEXOUs utilstrekkelige selektivitet for fjerning av H2S i en strøm inneholdende større mengder CO2- Dette nødvendiggjør strømningsskjemaer med H2S konsentrater kolonner og forbelastning av løsningsmiddelet med CO2for å muliggjøre tilnærmelse med bruk av den rimeligere Claus-type håndtering av sur gass.
Oppsummering av oppfinnelsen
Oppfinnelsen beskrevet her er en fremgangsmåte og system for å redusere nivået av svovel i svovelholdige gasstrømmer ved bruk av et mangfold trinn som anvender UCSRP reaktorbeholdere for å fremstille produktgasstrømmer med mindre enn ca. 50 ppbv svovel. Gasstrømmene er typisk avledet fra gassifisering av en føde valgt fra gruppen bestående av kull, petroleumskoks, biomasse og kombinasjoner derav og/eller forbrenning av et svovelholdig brennstoff. I en foretrukket utførelsesform blir gasstrømmen inneholdende H2S ledet til en første trinn UCSRP reaktorbeholder som opererer med et overskudds S02modus, ved hvilken det blir dannet en utløpsgass har en redusert mengde SO2uten noen H2S rester. Avgassen fra første trinns UCSRP reaktorbeholderen blir ført til en andre trinns UCSRP reaktorbeholder, hvilken beholder opererer i en overskudds H2S modus, hvilket resulterer i en produktgass med en relativt lav mengde H2S uten noe rest-S02.
I IGCC-type applikasjoner fore generering av elektrisitet ved bruk av kullavledet syngass, innebærer foreliggende oppfinnelse en rekke fordeler innbefattende en rimeligere prosess en nåværende teknologi. I en totrinns UCSRP prosess vil operasjonen med det første trinnet i "overskudds SO2modus" for å behandle en hovedfraksjon av rågassføden sikre minimalisering av resirkulasjonsraten til løsningsmiddelet til den første absorberen/reaktoren siden løseligheten til SO2i DGM eller DEG er betydelig høyere enn den til H2S. Bruk av en andre trinns UCSRP reaktorbeholder, som opereres i overskudds H2S modus, for å behandle blanding av avgass fra den første trinnet pluss resten av rågassføden, eliminerer bruken av flere UCSRP reaktorbeholdere som kun opereres i overskudds-H2S modus, eller enhver annen svovelfjerningsteknologi for å erholde et H2S (+COS) nivå på ca. 4 - 10 ppmv H2S (eller mindre), slik at produktgassen kan prosesseres i en kombinert syklus kraftanlegg som må oppfylle strenge S02-utslippsmål (for eksempel <2.4 Ib/døgn/MW netto strøm produsert). Tilgjengeligheten for ytterligere CO2 massestrøm til gassturbinen eller det kjemiske anlegget resulterer i en ytterligere kraft- eller kjemikalieproduksjon i den grad at CO2 kan anvendendes i denne (så som ved metanolsyntese). C02 i overskudd av det som er ønskelig i kjemiske synteseapplikasjoner, kan fjernes i et ikke-selektivt løsningsmiddel som er valgt for å minimalisere de mulige kostnadene avhengig av betingelsene til gassen nedstrøms av foreliggende prosess, slike det vil være kjent for fagmannen. Slik CO2 kan slippes ut til atmosfæren eller innfanges ved slike betingelser at den kan være salgbar til en CCVrørledning eller injiseres i en geologisk formasjon direkte etter kompresjon og likvifaksjon.
For spesielle applikasjoner, så som produksjon av kjemikalier eller flytende drivstoffer fra kullavledet syngass, hvor den endelige produktgassen skal ha et ultralavt svovelinnhold på mindre enn ca. 50 ppbv, kan det settes på en COS hydrolyseraktor etter første trinns reaktor, operert i overskudds-S02 modus, for å omdanne COS til H2S og CO2, og avgassen fra denne kan behandles videre i en andre (eller andre og tredje) UCSRP reaktorbeholder operert i "overskudds-H2S modus" kun for å redusere H2S nivået til mindre enn 4-5 ppmv, slik at syngassproduktet kan prosesseres i et
svovel guard-sjikt for å ytterligere å redusere H2S nivåene til under 50 ppbv ved en minimal totalkostnad. Tilsvarende fordeler kan erholdes for behandling (1) av naturgass eller biomasse/petroleumskoks avledet syngass inneholdende relativt høye nivåer av H2S og (2) SO2 holdig brenngass fra konvensjonelle kraftanlegg fyrt med pulverisert kull.
Kort tegningsbeskrivelse
Disse og andre hensikter og trekk ved foreliggende oppfinnelse vil forstås bedre fra den følgende detaljerte beskrivelsen sammen med tegningene, hvor: Fig. 1 er et skjematisk diagram som viser en totrinns UCSRP prosess for fjerning av svovel i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; og Fig. 2 er et skjematisk diagram som viser svovelstrømmen for totrinns UCSRP prosessen i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelsesformer
Fig. 1 er et skjematisk diagram som viser et system i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse for å utøve en fremgangsmåte i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Ved fremgangsmåte for fjerning av svovel fra en gasstrøm i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, blir en gasstrøm inneholdende H2S, så som en syntesegass fra en oppstrøms prosess, og som ikke har mer enn ca. 1 vol-% vanndamp, tilført til en første trinns UCSRP reaktorbeholder 10 som operer i en overskudds-S02modus, hvilket danner tre primære prosessutløpsstrømmer, en avgass med et relativt lavt nivå av SO2, for eksempel rundt 40-50 ppmv, betegnet i fig. 1 som en førstetrinns reaktoravgass, svovel og flytende løsningsmiddel. I denne utførelsesformen vist i fig. 1 er løsningsmiddelet DGM. Førstetrinns avgass blir avkjølt i en varmeveksler 11 og deretter ført til en andre trinns UCSRP reaktorbeholder 12 som opererer i et overskudds-H2S modus, hvilket produserer en produktgass, som i fig. 1 er betegnet som en andre trinns reaktoravgass, med et relativt lavt nivå av H2S, typisk mindre enn ca. 10 ppmv, og tilveiebringer ytterligere svovel. I henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, blir en del av svovelet produsert i minst den ene av første trinns og andre trinns UCSRP reaktorbeholderne ført til en ovn 13 sammen med oksygen for å danne en strøm av SO2som blir ført til den første trinns UCSRP reaktorbeholderen. UCSRP reaktorbeholderne, hvilke inneholder et passende pakningsmateriale, kan være operert enten en medstrøms nedstrømningsmodus eller en motstrøms modus. I henhold til en utførelsesform, kan en SO2strøm som bypasser den første trinns UCSRP reaktorbeholderen brukes til å kontrollere H2S produktet som forlater den andre trinns UCSRP reaktorbeholderen.
Det er mulig at det kan dannes noe COS i den første trinns UCSRP reaktorbeholderen (hvilket typisk til tilsvare ca. 4-8 ppmv eller mindre dersom SO2nivået i avgassen er ca. 40 ppmv). Avhengig av COS nivået i avgassen fra den første trinns UCSRP reaktorbeholderen, i henhold ti en utførelsesform av oppfinnelsen, blir denne avgassen behandlet i en COS hydrolysereaktor 14 som omdanner en fraksjon (bestemt av likevekten til hydrolysereaksjonen ved reaktorutløpsbetingelsene) til COS og vanndamp til CO2og H2S.
I henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse blir en andel av syngassen fra oppstrømsprosessen blandet med avgassen fra den første trinns UCSRP reaktorbeholderen, eller om nødvendig, produktgassen fra COS hydrolysetrinnet, og produserer en syngass/avgass-blanding som blir ført til den andre trins UCSRP reaktorbeholderen. Mengden av syngass som bypasser første trinns UCSRÅ reaktorbeholderen er variabel, avhengig av syngassammensetningen og syngasstrykket, og avhengig av behovet for svovelfjerning for nedstrømsprosesser, for eksempel for kraftproduksjon eller for produksjon av kjemikalier og rene brennstoffer.
For spesielle applikasjoner med meget strenge krav til svovel (typisk mindre enn ca. 50 ppbv), så som reformert naturgass eller kullgassifisering med omdannelse av syngass til rene flytende brennstoff eller kjemikalier, er det i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse tilveiebragt en ytterligere (mellomliggende) UCSRP reaktorbeholder 19 som opererer i en overskudds-H2S modus (sammen med en COS hydrolysereaktor etter behandling av syngassen i første trinns UCSRP reaktorbeholderen, om nødvendig) for å redusere H2S nivået til under 1-3 ppmv for å minimalisere nettokostnadene (kapitalkostnader så vel som årlige driftskostnader) til en nedstrøms svovelfjerningsenhet. Alternativt og i henhold til en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt et sinkoksid guard-sjikt 15 for å redusere H2S nivået til under 50 ppvb som spesifisert.
I henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse blir produktgassen fra den andre trinns UCSRP reaktorbeholderen avkjølt i en kjøler 16 som forberedelse for et høytrykks separasjonstrinn i en egnet separatorbeholder 17 for å gjenvinne hovedfraksjonene av løsningsmiddelet og vann som er tilstede i produktgassen. Væskene fra separatoren blir behandlet i en passende enhet, så som en DGM/vannstripper 18, for å gjenvinne løsningsmiddelet for resirkulering til minst en av den første trinns UCSRP reaktorbeholderen og andre trinns UCSRP reaktorbeholderen og å fjerne mesteparten av vannet som er tilstede i den initielle syngassen pluss vannet som er dannet under svoveldannelsesreaksjonen.
Fremgangsmåte og systemet i henhold til foreliggende oppfinnelse kan anvendes i konvensjonelle kraftanlegg som bruker pulverisert kull for å erholde meget lave nivåer av SO2i avgassen ved å omsette avgassen med spesifikke mengder H2S som er generert i kraftanlegget (for eksempel ved import av hydrogen eller generering av hydrogen via metanolreformering og omsette den med en del av det dannede svovelet).
Som et eksempel viser fig. 2 et flytdiagram for svovel for en totrinns UCSRP prosess for IGCC applikasjoner i henhold til en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse avledet fra en HYSYS® simulering.
Det vil forstås av fagmannen at reversering av rekkefølgen til trinnene til prosessen i henhold til foreliggende oppfinnelse ikke vil gi de ønskede resultatene ved oppfinnelsen. Det vil si at en prosess hvor første trinns UCSRP reaktorbeholderen blir operert i en overskudds H2S modus og andre trinns UCSRP reaktorbeholderen blir operert i en overskudds SO2modus vil kreve et betydelig antall, av for eksempel konvensjonelle SO2skrubbetrinn med høy kalkresirkulering, for å erholde de lave nivåene, det vil si mindre eller lik ca. 50 ppbv SO2i produktgassen, tilveiebragt ved prosessen i henhold til foreliggende oppfinnelse.
Selv om oppfinnelsen i beskrivelsen over har blitt beskrevet i forbindelse med visse foretrukne utførelsesformer derav og mage detaljer er angitt i illustrasjonsøyemed, vil det være innlysende for en fagmann at oppfinnelsen kan utformes med ytterligere utførelsesformer og at enkelte av detaljene beskrevet her kan varieres i betydelig grad uten å avvike fra de grunnleggende prinsippene ved foreliggende oppfinnelse.
Claims (18)
1.
Fremgangsmåte for fjerning av svovel fra en H2S-holdig gasstrøm, innbefattende følgende trinn: prosessere en gasstrøm inneholdende en første mengde H2S i en første trinns UCSRP reaktorbeholder som opererer i en overskudds-S02modus ved en første mengde S02, fremstille elementært svovel og en avgass med en redusert mengde av nevnte S02; og prosessere nevnte avgass i en andre trinns UCSRP reaktorbeholder som operer i en overskudds-H2S modus, fremstille en produktgass med en mengde av nevnte H2S som er mindre en den første mengden H2S.
2.
Fremgangmåte i henhold til krav 1, hvorved nevnte avgass blir prosessert i en mellomliggende UCSRP reaktorbeholder som operer i en overskudds-H2S modus før den blir prosessert i nevnte andre trinns UCSRP reaktorbeholder.
3.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvorved nevnte avgass blir dannet i en COS hydrolysreaktor før den blir prosessert i nevnte andre trinns UCSRP reaktorbeholder, hvor en del av COS og vanndamp som er tilstede i nevnte avgass blir omdannet til C02og H2S.
4.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvorved løsningsmiddel og vann som er tilstede i nevnte produktgass blir separert fra produktgasse og fremstiller en væske innbefattende løsningsmiddelet og vannet.
5.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvorved mengden av nevnte H2S i nevnte produktgass er mindre enn ca. 10 ppmv.
6.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvorved en andel av gasstrømmen blir tilveiebragt til den andre trinns UCSRP reaktorbeholderen sammen med nevnte avgass.
7.
Fremgangsmåte i henhold til krav 4, hvorved nevnte løsningsmiddel blir separert fra nevnte væske og resirkulert til minst en av første trinns UCSRP rektorbeholder og andre trinns UCSRP reaktorbeholder.
8.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, hvorved gasstrømmen avledet fra en av gassifisering av en føde valgt fra gruppen bestående av kull, petroleumskoks, biomasse og kombinasjoner derav og forbrenning av svovelholdig brennstoff.
9.
System for fjerning av svovel fra en svovelholdig gasstrøm, innbefattende: en første trinns UCSRP reaktorbeholder anpasset til å operer i en overskudds-S02modus med et rå fødegassinnløp og en første trinns produktgassutløp; og en andre trinns UCSRP reaktorbeholder anpasset til å operere i en overskudds-H2S modus med et første trinns produktgassinnløp i fluidkommunikasjon med første trinns produktgassutløp og har et andre trinns produktgassutløp.
10.
System i henhold til krav 9 som ytterligere innbefatter en mellomliggende UCSRP reaktorbeholder anpasset til å operer i en overskudds-h^S modus med en et mellomliggende første trinns produktgassinnløp i fluidkommunikasjon med det første trinns produktgassutløpet og har et mellomliggende første trinns produktgassutløp i fluidkommunikasjon med første trinns produktgasseinnløp.
11.
System i henhold til krav 9 som ytterligere innbefatter en COS hydrolysereaktor for prosessering av en første trinns produktgass fremstilt i nevnte første trinns UCSRP reaktorbeholder før den blir prosessert i nevnte andre trinns UCSRP reaktorbeholder.
12.
System i henhold til krav 9 som ytterligere innbefatter en separatorbeholder anpasset til å separere løsningsmiddel og vann fra en andre trinns produktgass fremstilt i nevnte andre trinns UCSRP reaktorbeholder.
13.
System i henhold til krav 12 som ytterligere innbefatter en løsningsmiddelstripperbeholder anpasset til å separere løsningsmiddel fra en væskestrøm inneholdende løsningsmiddelet og vannet dannet i separatorbeholderen.
14.
System i henhold til krav 13 som ytterligere innbefatter en løsningsmiddelresirkuleringsledning for resirkulering av nevnte løsningsmiddel separert fra nevnte væskestrøm til i det minste en av nevnte første trinns UCSRP reaktorbeholder og nevnte andre trinns UCSRP reaktorbeholder.
15.
System i henhold til krav 9 som ytterligere innbefatter en bypassledning for å føre en del av gasstrømmen direkte til nevnte andre trinns UCSRP reaktorbeholder.
16.
System i henhold til krav 9 som ytterligere innbefatter en supplementær SO2-ledning for å tilveiebringe supplementært SO2direkte til nevnte andre trinns UCSRP reaktorbeholder.
17.
System i henhold til krav 13 som ytterligere innbefatter en vannresirkuleringsinnretning for kondensasjon av damp generert i nevnte løsningsmiddelstripperbeholder for å fremstille vannkondensat og resirkulere nevnte vannkondensat til nevnte separatorbeholder.
18.
System i henhold til krav 12 som ytterligere innbefatter et absorbentsjikt anpasset til å redusere en mengde H2S i nevnte andre trinns produktgass etter separasjon av nevnte løsningsmiddel og nevnte vann til et H2S nivå lavere enn ca. 50 ppbv.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13/053,551 US8241603B1 (en) | 2011-03-22 | 2011-03-22 | Process and system for removing sulfur from sulfur-containing gaseous streams |
| PCT/US2012/029140 WO2012129034A1 (en) | 2011-03-22 | 2012-03-15 | Process and system for removing sulfur from sulfur-containing gaseous streams |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20131259A1 true NO20131259A1 (no) | 2013-09-19 |
Family
ID=46613432
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20131259A NO20131259A1 (no) | 2011-03-22 | 2013-09-19 | Fremgangsmåte og system for fjerning av svovel fra svovelholdige gasstrømmer |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8241603B1 (no) |
| CN (1) | CN103534198B (no) |
| BR (1) | BR112013024081A2 (no) |
| CA (1) | CA2830498C (no) |
| EA (1) | EA023368B1 (no) |
| MX (1) | MX2013010818A (no) |
| NO (1) | NO20131259A1 (no) |
| WO (1) | WO2012129034A1 (no) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9023310B1 (en) | 2014-04-25 | 2015-05-05 | Gas Technology Institute | Aqueous process for recovering sulfur from hydrogen sulfide-bearing gas |
| US9919268B2 (en) * | 2015-10-21 | 2018-03-20 | 8 Rivers Capital, Llc | Systems and methods for removing combustion products from a power generation cycle |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4124685A (en) * | 1976-06-08 | 1978-11-07 | Tarhan Mehmet O | Method for substantially complete removal of hydrogen sulfide from sulfur bearing industrial gases |
| DE3239603A1 (de) * | 1982-10-26 | 1984-04-26 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zum gleichzeitigen entfernen von h(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts)s, so(pfeil abwaerts)2(pfeil abwaerts) und elementarem schwefel aus gasgemischen |
| WO1986002628A1 (en) * | 1984-11-04 | 1986-05-09 | The Regents Of The University Of California | Process for removal of hydrogen sulfide from gases |
| US5928620A (en) | 1997-09-10 | 1999-07-27 | The Regents Of The University Of California | Process employing single-stage reactor for recovering sulfur from H2 S- |
| US6645459B2 (en) | 2001-10-30 | 2003-11-11 | The Regents Of The University Of California | Method of recovering sulfurous components in a sulfur-recovery process |
| US7381393B2 (en) | 2004-10-07 | 2008-06-03 | The Regents Of The University Of California | Process for sulfur removal suitable for treating high-pressure gas streams |
| FR2944456B1 (fr) * | 2009-04-16 | 2011-05-06 | Inst Francais Du Petrole | Procede de desulfuration d'un effluent gazeux comportant un dispositif d'analyse en ligne et de controle |
| US7811544B1 (en) * | 2009-08-26 | 2010-10-12 | Gas Technology Institute | Sulfur recovery process |
-
2011
- 2011-03-22 US US13/053,551 patent/US8241603B1/en active Active
-
2012
- 2012-03-15 CN CN201280021236.2A patent/CN103534198B/zh active Active
- 2012-03-15 MX MX2013010818A patent/MX2013010818A/es unknown
- 2012-03-15 CA CA2830498A patent/CA2830498C/en active Active
- 2012-03-15 WO PCT/US2012/029140 patent/WO2012129034A1/en active Application Filing
- 2012-03-15 BR BR112013024081A patent/BR112013024081A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2012-03-15 EA EA201391287A patent/EA023368B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-09-19 NO NO20131259A patent/NO20131259A1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112013024081A2 (pt) | 2016-12-06 |
| WO2012129034A1 (en) | 2012-09-27 |
| CN103534198B (zh) | 2016-10-12 |
| EA023368B1 (ru) | 2016-05-31 |
| MX2013010818A (es) | 2014-06-23 |
| EA201391287A1 (ru) | 2014-03-31 |
| CA2830498A1 (en) | 2012-09-27 |
| US8241603B1 (en) | 2012-08-14 |
| CA2830498C (en) | 2015-10-20 |
| CN103534198A (zh) | 2014-01-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6977112B2 (ja) | 酸性ガスをガス流から除去する統合システム及び方法 | |
| US8206669B2 (en) | Method and apparatus for treating a sour gas | |
| CA2745359C (en) | A method and apparatus for producing power and hydrogen | |
| CN107758617B (zh) | 一种沼气类生物质制氢方法 | |
| US10106411B2 (en) | Enhancement of claus tail gas treatment by sulfur dioxide-selective membrane technology and sulfur dioxide-selective absorption technology | |
| JP2019172595A (ja) | 燃焼排ガス中の二酸化炭素のメタン化方法及びメタン製造設備 | |
| US8551416B2 (en) | System for recovering high-purity CO2 from gasification gas containing CO, CO2, COS and H2S | |
| CN103316567B (zh) | 用于从气流回收酸气的系统 | |
| EP2414075A1 (en) | Process for producing purified synthesis gas | |
| JP2017014437A (ja) | 原料ガスの精製装置、及び精製方法 | |
| CN102642810B (zh) | 一种焦炉气制备费托合成油原料气的组合工艺 | |
| CA2994281C (en) | Systems and methods for improved sulfur recovery from claus process tail gas | |
| KR20230171436A (ko) | 재생 가능한 에너지를 사용하여 이산화탄소를 정제하고 변환하는 공정 | |
| Hekmatmehr et al. | Carbon capture technologies: A review on technology readiness level | |
| CN111032193B (zh) | 用于处理酸性气体和发电的方法 | |
| NO20131259A1 (no) | Fremgangsmåte og system for fjerning av svovel fra svovelholdige gasstrømmer | |
| SE500128C2 (sv) | Förfarande för regenerering av en högkokande tvättlösning | |
| JP7423320B2 (ja) | 二酸化炭素を主成分とするガス中の硫黄酸化物の除去方法 | |
| WO2018147421A1 (ja) | 硫化水素除去システム及び硫化水素除去方法 | |
| Arunabha et al. | Economic Evaluation of the UCSRP-HP Process in IGCC Applications |